Характеристика магистральных трубопроводов

Трубы магистральных трубопроводов

8.53.
Трубопроводы, прокладываемые в сейсмических районах, независимо от вида
прокладки (подземной, наземной или надземной), рассчитываются на основные и
особые сочетания нагрузок с учетом сейсмических воздействий согласно СНиП II-7-81*.

на условные статические
нагрузки, определяемые с учетом сейсмического воздействия. При этом предельные
состояния следует принимать как для трубопроводов, прокладываемых вне
сейсмических районов;

на сейсмические воздействия,
получаемые на основании анализа записей сейсмометрических станций (в виде акселерограмм,
велосиграмм, сейсмограмм), ранее имевших место землетрясений в районе
строительства или в аналогичных по сейсмическим условиям местностях. Величины
принимаемых максимальных расчетных ускорений по акселерограммам должны быть не
менее указанных в табл. 14.

При расчетах на наиболее
опасные сейсмические воздействия допускается в конструкциях, поддерживающих
трубопровод, неупругое деформирование и возникновение остаточных деформаций,
локальные повреждения и т. д.

Сила землетрясения, баллы

7

8

9

10

Сейсмическое ускорение, см/с2

100

200

400

800

вдоль оси трубопровода, при
этом определяются величины напряжений в трубопроводе, а также производится
проверка конструкций опор на действие горизонтальных сейсмических нагрузок;

по нормали к продольной оси
трубопровода (в вертикальной и горизонтальной плоскостях), при этом следует
определять величины смещений трубопровода и достаточность длины ригелей, при
которой не произойдет сброса трубопровода с опоры, дополнительные напряжения в
трубопроводе, а также проверять конструкции опор на действие горизонтальных и
вертикальных сейсмических нагрузок.

Дополнительно необходимо
проводить поверочный расчет трубопровода на нагрузки, возникающие при взаимном
смещении опор.

Характеристика магистральных трубопроводов

Сейсмические нагрузки на
надземные трубопроводы следует определять согласно СНиП II-7-81*.

8.56.
Дополнительные напряжения в подземных трубопроводах и трубопроводах,
прокладываемых в насыпи, следует определять как результат воздействия
сейсмической волны, направленной вдоль продольной оси трубопровода, вызванной
напряженным состоянием грунта.

Расчет подземных
трубопроводов и трубопроводов в насыпи на действие сейсмических нагрузок,
направленных по нормали к продольной оси трубопровода, не производится.

8.57.
Напряжения в прямолинейных подземных или наземных (в насыпи) трубопроводах от
действия сейсмических сил, направленных вдоль продольной оси трубопровода,
следует определять по формуле

,                                                (58)

где m0 – коэффициент защемления трубопровода
в грунте, определяемый согласно п. 8.58;

k0 – коэффициент,
учитывающий ответственность трубопровода, определяемый согласно п. 8.59;

kп – коэффициент
повторяемости землетрясения, определяемый согласно п. 8.60;

ас – сейсмическое
ускорение, см/с2, определяемое по данным сейсмического районирования
и микрорайонирования с учетом требований п.
8.54;

Е0-
обозначение то же, что в формуле (19);

Т0 –
преобладающий период сейсмических колебаний грунтового массива, определяемый
при изысканиях, с;

Назначение магистрального газопровода

ср – скорость
распространения продольной сейсмической волны вдоль продольной оси
трубопровода, см/с, в грунтовом массиве, определяемая при изысканиях; на стадии
разработки проекта допускается принимать согласно табл. 15.

. Коэффициент защемления
трубопровода в грунте m0 следует определять на
основании материалов изысканий. Для предварительных расчетов допускается
принимать по табл. 15.

При выборе значения
коэффициента m0 необходимо учитывать изменения состояния
окружающего трубопровод грунта в процессе эксплуатации.

Грунты

Скорость
распространения продольной сейсмической волны ср, км/с

Коэффициент
защемления трубопровода в грунте
m0

Насыпные, рыхлые пески, супеси,
суглинки и другие, кроме водонасыщенных

0,12

0,50

Песчаные маловлажные

0,15

0,50

Песчаные средней влажности

0,25

0,45

Песчаные водонасыщенные

0,35

0,45

Супеси и суглинки

0,30

0,60

Глинистые влажные, пластичные

0,50

0,35

Глинистые, полутвердые и
твердые

2,00

0,70

Лёсс и лёссовидные

0,40

0,50

Торф

0,10

0,20

Низкотемпературные мерзлые
(песчаные, глинистые, насыпные)

2,20

1,00

Высокотемпературные мерзлые
(песчаные, глинистые, насыпные)

1,50

1,00

Гравий, щебень и галечник

1,10

См. примеч. 2

Известняки, сланцы, песчаники
(слабовыветренные, выветренные и сильно выветренные)

1,50

То же

Скальные породы (монолитные)

2,20

Примечания: 1. В таблице приведены наименьшие
значения ср, которые следует уточнять при изысканиях.

Значения
коэффициентов защемления трубопровода следует принимать по грунту засыпки.

. Коэффициент k0, учитывающий степень ответственности
трубопровода, зависит от характеристики трубопровода и определяется по табл. 16.

Характеристика
трубопровода

Значение
коэффициента
k0

1. Газопроводы при рабочем давлении
от 2,5 до 10,0 МПа (25-100 кгс/см2) включ.; нефтепроводы и
нефтепродуктопроводы при условном диаметре от 1000 до 1200 мм. Газопроводы
независимо от величины рабочего давления, а также нефтепроводы и
нефтепродуктопроводы любого диаметра, обеспечивающие функционирование особо
ответственных объектов. Переходы трубопроводов через водные преграды с
шириной по зеркалу в межень 25 м и более

1,5

2. Газопроводы при рабочем
давлении от 1,2 до 2,5 МПа (12-25 кгс/см2); нефтепроводы и
нефтепродуктопроводы при условном диаметре от 500 до 800 мм

1,2

3. Нефтепроводы при условном диаметре менее 500 мм

1,0

Примечание. При сейсмичности площадки
9 баллов и выше коэффициент
k0 ля трубопроводов, указанных
в поз. 1, умножается дополнительно на коэффициент 1,5.

Повторяемость сейсмических
воздействий следует принимать по картам сейсмического районирования территории
СССР согласно СНиП II-7-81*. Значения коэффициентов
повторяемости землетрясений следует принимать по табл. 17.

Повторяемость землетрясений 1 раз

в 100 лет

в 1000 лет

в 10 000 лет

Коэффициент повторяемости kп

1,15

1,0

0,9

8.61.
Расчет надземных трубопроводов на сейсмические воздействия следует производить
согласно требованиям СНиП II-7-81*.

8.62.
Трубопроводы, прокладываемые в вечномерзлых грунтах при использовании их по II
принципу, необходимо рассчитывать на просадки и пучения.

Магистральные трубопроводы

13.3.*
Для строительства магистральных трубопроводов должны применяться трубы стальные
бесшовные, электросварные прямошовные, спирально-шовные и других специальных
конструкций, изготовленные из спокойных и полуспокойных углеродистых и
низколегированных сталей диаметром до 500 мм включ., из спокойных и
полуспокойных низколегированных сталей диаметром до 1020 мм и низколегированных
сталей в термически или термомеханически упрочненном состоянии для труб
диаметром до 1420 мм.

Трубы бесшовные следует
применять по ГОСТ 8731-87, ГОСТ 8732-78
и ГОСТ 8733-87, ГОСТ 8734-75 – группы
В и при соответствующем технико-экономическом обосновании по ГОСТ 9567-75,
трубы стальные электросварные – в соответствии с ГОСТ 20295-85 для труб диаметром до 800 мм включ. и
техническими условиями, утвержденными в установленном порядке, – для труб
диаметром свыше 800 мм с выполнением при заказе и приемке труб требований,
изложенных в п.п. 13.4 – 13.17.

Допускается применение
импортных труб, соответствующих требованиям настоящего раздела.

. Трубы должны иметь сварное
соединение, равнопрочное основному металлу трубы. Сварные швы труб должны быть
плотными, непровары и трещины любой протяженности и глубины не допускаются.

13.5.
Отклонения от номинальных размеров наружных диаметров торцов труб на длине не
менее 200 мм не должны превышать для труб диаметром до 800 мм включ. величин,
приведенных в соответствующих государственных стандартах, по которым
допускается применение труб для магистральных трубопроводов, а для труб
диаметром свыше 800 мм ± 2 мм.

Овальность концов труб
(отношение разности между наибольшим и наименьшим диаметром в одном сечении к
номинальному диаметру) не должна превышать 1 %. Овальность труб толщиной 20 мм
и более не должна превышать 0,8 %.

13.6.
Кривизна труб не должна превышать 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна – не
более 0,2 % длины трубы.

13.7.
Длина поставляемых заводом труб должна быть в пределах 10,5 – 11,6 м.

Трубы должны быть изготовлены
из стали с отношением предела текучести к временному сопротивлению не более:
0,75 – для углеродистой стали; 0,8 – для низколегированной нормализованной
стали; 0,85 – для дисперсионно-твердеющей нормализованной и термически
упрочненной стали; 0,9 – для стали контролируемой прокатки, включая бейнитную.

Трубы диаметром 1020 мм и
более должны изготавливаться из листовой и рулонной стали, прошедшей 100 %-ный контроль физическими неразрушающими методами.

Относительное удлинение
металла труб на пятикратных образцах должно быть, %, не менее: 20 – для труб с
временным сопротивлением до 588,4 МПа (60 кгс/мм2); 18 – для труб с
временным сопротивлением до 637,4 МПа (65 кгс/мм2) и 16 – для труб с
временным сопротивлением 686,5 МПа (70 кгс/мм2) и выше.

13.10.
Ударная вязкость на образцах Шарпи и процент волокна в изломе основного металла
труб со стенками толщиной 6 мм и более должны удовлетворять требованиям,
приведенным в табл. 21.

Ударную  вязкость следует определять по ГОСТ 9454-78 на образцах типов 11-13.

Условный диаметр труб, мм

Рабочее давление, МПа
(кгс/см )

Ударная вязкость на
образцах типов 11-13
ГОСТ 9454-78 при
температуре, равной минимальной температуре стенки трубопровода при
эксплуатации, Дж/см2 (кгс.м/см2 ), не менее

Процент волокна в изломе
образца
DWТТ при температуре, равной минимальной температуре стенки газопровода
при эксплуатации, %, не менее

До 500

10,0 и менее

24,5 (2,5)

500-600

10,0 и менее
(100 и менее)

29,4 (3,0)

700-800

10,0 и менее
(100и менее)

29,4 (3,0)

50

1000

5,5 и менее
(55 и менее)

29,4 (3,0)

50

1000

7,5 (75)

39,2 (4,0)

60

1000

10,0(100)

58,8 (6,0)

60

1200

5,5 и менее
(55 и менее)

39.2 (4,0)

60

1200

7,5 (75)

58,8 (6,0)

70

1200

10,0 (100)

78,4 (8,0)

80

1400

7,5 (75)

78,4 (8,0)

80

1400

10,0 (100)

107,8 (11,0)

85

Примечание. Для трубопроводов,
транспортирующих жидкие продукты, требования по волокну в изломе не
предъявляются.

Газопроводы в России

Газопроводы в России

Соблюдайте правила техники безопасности на участках где происходит установка магистрального газопровода

Соблюдайте правила техники безопасности на участках где происходит установка магистрального газопровода

Особенности прокладки газопроводов в городах

Особенности прокладки газопроводов в городах

ПОДВОДНЫЕ ПЕРЕХОДЫ ТРУБОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ
ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ

Трубопровод, подсоединенный к магистральному газопроводу и предназначенный для передачи части газа к конкретным населенным пунктам или предприятиям, называется ответвлением.

По такому газопроводу может транспортироваться природный или попутный нефтяной углеводородный газ (из месторождений) или сжиженные углеводородные газы (из мест производства).

Характеристика магистральных трубопроводов

Магистральные трубопроводы могут быть:

  • однониточными, т. е. с трубами равного диаметра на всей протяженности системы;
  • многониточными, представляющими собой систему, где параллельно главной ветке расположены еще несколько;
  • телескопическими т. е. на протяжении от головных сооружений до конечной газораспределительной станции диаметр труб меняется.

Диаметр труб газопровода составляет от 720 мм до 1420 мм. Пропускная способность газопровода равна 30–35 млрд куб. м газа в год.

Классификация газопроводов

Классификация газопроводов

  • подземные (с расстоянием 0,8–1 м до главной пропускной трубы);
  • надземные (т. е. трубы устанавливаются на опорах);
  • наземные (т. е. в насыпных дамбах).

Если газ требуется доставить с мест подводной добычи на берег, то сооружаются подводные газопроводы.

За управление российскими магистральными газопроводными системами обычно отвечает государственная компания. Она обязана осуществлять проверку состояния труб, нанимать рабочих и следить за повышением их квалификации.

Состав сооружений магистрального газопровода

Состав сооружений магистрального газопровода

  • газовая скважина со «шлейфом»;
  • газосборный пункт;
  • газопромысловый коллектор;
  • очистительные сооружения;
  • газокомпрессорная станция;
  • магистральный газопровод;
  • запорные устройства;
  • переходная компрессорная станция;
  • переходы;
  • линия связи;
  • запасной набор труб;
  • вдольтрассовая дорога с подъездами;
  • газораспределительные станции;
  • отводы;
  • защитные сооружения;
  • лупинг;
  • городские газовые сети.

Лупинг – это трубы, укладка которых осуществляется параллельно основному трубопроводу. Лупинги сооружаются, если нужно повысить производительность трубопровода. Их месторасположения не имеет значения.

Лупинг газопровода

Лупинг газопровода

Российские газопроводы отличаются по производительности. Значение зависит от топливно-энергетического баланса зоны, где панируется укладка труб. Из-за колебаний температуры в течение года используется разное количество газа, поэтому фактическая производительность обычно имеет меньшее значение, чем вычисленная.

Чтобы значительно повысить производительность магистрального трубопровода, на компрессорных станциях устанавливаются центробежные нагнетатели, работающие благодаря газовым турбинам или электрическим моторам.

Чтобы выбрать систему автоматического регулирования производительности трубопровода, нужно изучить неустановившиеся процессы в системах, которые отвечают за дальнюю передачу газа. Переходные процессы в газопроводах не должны проходить бесконтрольно. При установке системы автоматического контроля данные процессы, как правило, характеризуются затуханием.

За работой газопровода обязаны следить промышленные организации, использующие его. Они также должны завести специальный паспорт в двух экземплярах. К ним прилагается схема, на которую нанесены все трубопроводные детали, указан их тип, фирма-производитель, материал, установленная арматура.

Периодичность обхода или облета всей территории сооружения устанавливается в зависимости от нормативов обслуживания. В случае стихийного бедствия, которое могло повредить трубы, должен быть проведен внеочередной осмотр. Обследование переходов трубопровода через автомобильные дороги проводится ежегодно.

Классификация магистральных газопроводов

Классификация магистральных газопроводов

  • І класса – с уровнем давления в диапазоне между 2,5 МПа и 10 МПа;
  • ІІ класса – уровень давления находится в промежутке от 1,2 МПа до 2,5 МПа;
  • ІІІ класса – с низким давлением до 1,2 МПа.

Системы третьего класса не являются магистральными. К этой категории относятся внутрипромышленные, внутрицеховые, подводящие трубопроводы, а также внутридомовые и внешние газопроводы в городах, деревнях и других поселениях.

Гост маркировка трубопроводов

Гост маркировка трубопроводов

Знаки входят в магистральный газопроводный комплекс и являются важной его частью. Они служат ориентиром для обнаружения трубопровода. Благодаря им во время работ в охранной зоне можно увидеть территорию, по которой проходят трубы. Знаки показывают, что предприятие действует по нормам магистральных трубопроводов.

На знаке содержатся предупреждения и информация о магистральном газопроводе. Он представляет собой столб с двумя плакатами.

На одном, расположенном перпендикулярно поверхности, находятся сведения о ширине охраняемой территории, месте и глубине залегания труб, дополнительные технические параметры. На втором написано расстояние в километрах по всей длине труб. Он предназначен для обнаружения газопровода с воздуха, поэтому расположен с небольшим наклоном (до 30 градусов).

Подводные переходы располагаются перпендикулярно оси потока воды. При этом они находятся на расстоянии как минимум полуметра от отметки возможного размыва дна до поверхности трассы, от проектных отметок их должно отделять расстояние не менее одного метра.

Чтобы трубы не всплыли, во время строительства их закрепляют с помощью специальных грузов, заливают бетоном или засыпают минеральными материалами.

Участки переходов, проходящие через природные или искусственные препятствия, должны соответствовать нормам. Это гарантирует их безопасность и надежность в использовании.

Газопровод через воду

Газопровод через воду

  • арочные;
  • балочные;
  • висячие.

Вид надземных элементов выбирается в зависимости от условий места, где прокладывается магистральный газопровод. Переходы арочного типа представляют собой жесткую конструкцию и, как правило, строятся там, где трубы проходят через каналы. Балочная конструкция представляет собой самонесущую трубу.

Висячие переходы делятся на вантовые, провисающие и гибкие. В вантовых переходах за закрепление трубопровода в необходимой позиции отвечают наклонные тросы. В переходах висячего типа газопровод ничем не удерживается и свободно прогибается под собственной массой. Гибкий переход – это конструкция, в которой трубы закреплены системой подвесок к одному или нескольким тросам.

10.2.1
Траншейный способ прокладки

10.2.1.1
Траншейный (открытый) способ прокладки состоит в укладке газопровода в
подводные и береговые траншеи, разработанные землеройной техникой.

Характеристика магистральных трубопроводов

10.2.1.2
Подводные переходы газопроводов через водные преграды следует проектировать на
основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических
изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее
построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических
сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных
дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения
газопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

Примечания

1 Проектирование переходов по
материалам изысканий, срок давности которых превышает 2 года, без производства
дополнительных изысканий не допускается.

2 Место перехода следует согласовывать с
соответствующими бассейновыми управлениями речного флота, органами по
регулированию использования и охране вод, охраны рыбных запасов и
заинтересованными организациями.

10.2.1.3Границы
подводного перехода газопровода следует определять в соответствии с 7.1.25 – 7.1.27.

10.2.1.4Створы переходов через
реки следует назначать в соответствии с требованиями 7.1.25 – 7.1.30.

10.2.1.5Прокладка подводных
переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных
преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций
русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная
отметка верха забалластированного газопровода при проектировании подводных
переходов должна назначаться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля
размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом
возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства
перехода, но не менее 1 м от естественных отметок дна водоема.

Характеристика магистральных трубопроводов

При пересечении
водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление газопровода
принимается не менее 0,5 м, считая от верха забалластированного газопровода до
дна водоема.

При глубине
подводных переходов, для которой отсутствуют освоенные технические средства
разработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно быть
обосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующими
бассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения газопроводов и
укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться
дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

10.2.1.6Минимальные расстояния
от оси подводных переходов газопроводов до мостов, пристаней и других
аналогичных объектов должны приниматься по таблице 3 как для участков
газопроводов подземной прокладки.

не менее 30 м
для газопроводов диаметром до 1000 мм включительно;

50 м для
газопроводов диаметром свыше 1000 мм.

Характеристика магистральных трубопроводов

10.2.1.8
Минимальные расстояния между параллельными газопроводами, прокладываемыми на
пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для
линейной части газопровода.

Компрессорные станции

Компрессорные станции нужны для поддержания уровня давления и транспортировки необходимого объема газа по трубопроводу. Там газ проходит очищение от посторонних веществ, осушение, повышение давления и охлаждение. Пройдя обработку, газ под определенным давлением попадает обратно в газопровод.

Компрессорные станции, наряду с газораспределительными станциями и пунктами, входят в комплекс наземных сооружений магистрального газопровода.

К району стройки компрессорные установки транспортируются в виде полностью готовых к сбору блоков. Они возводятся на расстоянии примерно 125 километров друг от друга.

Компрессорная станция магистральных газопроводов

Компрессорная станция магистральных газопроводов

  • сама станция;
  • ремонтно-эксплуатационный и служебно-эксплуатационные блоки;
  • территория, на которой расположены пылеуловители;
  • градирня;
  • емкость для воды;
  • масляное хозяйство;
  • газоохлаждаемые устройства и др.

Рядом с компрессионной установкой обычно возводят жилой поселок.

https://www.youtube.com/watch?v=EVrFll2aAqo

Такие станции считаются отдельным видом техногенного влияния на природную среду. Исследования показали, что на территории компрессорных установок концентрация оксида азота в воздухе превышает максимально допустимый уровень.

Они также являются мощным источником шума. Ученые выяснили, что длительное воздействие шума от компрессорной станции становится причиной нарушений в человеческом организме, и, как следствие, вызывает различные болезни и может привести к потере трудоспособности. Кроме того, шум вынуждает животных и птиц уходить на новые места обитания, что приводит к их переуплотнению и уменьшению продуктивности охотничьих угодий.

Узел установки предохранительной системы

Узел установки предохранительной системы